Способ определения наличия интервалов трещин и их характеристик в пластах, пересекаемых скважиной

Изобретение относится к области геофизики, к интерпретации материалов геофизических исследований скважин (ГИС) на стадиях разведки и разработки месторождений углеводородов и предназначено для обнаружения трещин. Техническим результатом является достоверное определение зоны трещиноватости и наличие открытых и закрытых трещин для выявления с учётом этих данных интервалов притока нефти, прорыва воды. Проводят исследование пласта различными геофизическими приборами с построением кривых нейтронного гамма каротажа (НГК), гамма каротажа (ГК), кривых кажущегося сопротивления (КС), потенциала самопроизвольной поляризации (ПС). Определяют наличие трещин по наличию синхронных экстремумов, где синхронные отклонения ГК и ПС в сторону минимальных значений, КС - в любую сторону экстремума - открытые трещины. Синхронные отклонения ГК и ПС в сторону максимальных значений, КС - в сторону минимальных значений - закрытые трещины. 1 ил.

 

Изобретение относится к области геофизики, к интерпретации материалов геофизических исследований скважин (ГИС) на стадиях разведки и разработки месторождений углеводородов, сложенных коллекторами, на фильтрационные характеристики которых большое влияние оказывает наличие трещин, и предназначено для обнаружения трещин.

Известен способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов (патент RU №2475780, МПК G01V 1, опубл. 20.02.2013, Бюл. №5), использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления, группа изобретений представляет собой способ для инвертирования двуосной анизотропии пласта-коллектора и идентификации сложной трещиноватой/диагональной системы напластования, а также способ добычи углеводородов из подземной области, используя трехосный индукционный каротаж и каротажные данные разведки/съемки.

Недостатком известного способа является то, что при анализе используется только один параметр - удельное сопротивление, использование только одного метода не позволяет объективно оценить параметры пласта, вскрытого скважиной.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ оценки степени трещиноватости карбонатных пород через параметр диффузионно-адсорбционной активности (патент RU №2455483, МПК G01N 13, E21B 49, опубл. 10.07.2012, Бюл. №19), включающий этапы насыщения керна аналогом пластовой воды, измерения естественного потенциала диффузионного происхождения E∂, измерения через заданные промежутки времени электрохимического потенциала E∂a, определения по математическому выражению диффузионно-адсорбционной активности A∂a и абсолютной погрешности измерения ΔA∂a, а также применение полученных значений ΔA∂a для количественной оценки гидрофобности порового пространства. При этом наряду с оценкой гидрофобности порового пространства по величине значения A∂a〉ΔA∂a оценивают степень трещиноватости в структуре пустотного пространства керна, интенсивность которой возрастает с увеличением значения A∂a.

Недостатком известного способа является то, что помимо анализа ГИС необходимо проводить исследования на керне, что приводит к дополнительным затратам. Малый размер керна, исследование не в пластовых условиях не позволяет объективно оценить параметры пласта. В данном способе не определяются характеристики трещины.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются получение объективных данных по наличию трещин по всей длине ствола скважины и определение их характеристик по результатам анализа проведенного комплекса ГИС, включающего ядерный, электрический и механический каротажи.

Технические задачи решаются способом определения наличия интервалов трещин и их характеристик в пластах, пересекаемых скважиной, включающим исследование пласта с получением зависимостей по нескольким параметрам, комплексный анализ полученных результатов, определение наличия трещин и их характеристик в выбранном интервале.

Новым является то, что исследование пласта проводят различными геофизическими приборами в открытом стволе скважины с построением кривых нейтронного гамма каротажа - НГК, гамма каротажа - ГК, потенциалов самопроизвольной поляризации - ПС и каротажа сопротивлений - КС, определяют наличие трещин на выбранном интервале скважины по наличию синхронных экстремумов, определяют открытые и закрытые трещины в зонах трещиноватости с использованием ГК, ПС и КС, где синхронные отклонения ГК и ПС в сторону минимальных значений, КС - в любую сторону экстремума - открытые трещины, проводящие жидкость, а синхронные отклонения ГК и ПС в сторону максимальных значений, КС - в сторону минимальных значений - закрытые трещины, не проводящие жидкость.

На чертеже приведена диаграмма ГИС, представляющая собой графики изменения измеряемых параметров по длине скважины. На правой половине изображены кривые НГК и ГК, на левой половине - кривые КС, ПС и ДС. Отсутствие хотя бы одного из перечисленных методов, кроме ДС, приводит к неверным выводам. Метод ДС применяется для подтверждения параметров.

Способ реализуется следующим образом.

Данный способ применяется в пробуренной скважине, где проведен комплекс геофизических исследований, включающий исследования методами НГК, ГК, КС, ПС, в качестве дополнительного может использоваться метод ДС для подтверждения параметров. Кривые КС 1, ПС 2, ДС 3 совмещают в одной группе 4, кривые НГК 5 и ГК 6 в другой группе 7.

Проводится последовательный анализ результатов ГИС. На первом этапе выделяются градиентные отрицательные экстремумы небольшой протяженности 8, 9 на каротажной кривой НГК 5. На втором этапе выделяются градиентные положительные 10 и отрицательные 11 экстремумы на каротажных кривых ГК 6. На третьем этапе выделяются участки минимальных 12 и максимальных 13 значений на кривых КС 1. На четвертом этапе выделяются положительные 14 и отрицательные 15 отклонения на кривой ПС 2. На пятом этапе для подтверждения параметров выделяются интервалы 16, 17 увеличенного диаметра скважины. Совпадение по длине ствола скважины градиентных отрицательных экстремумов небольшой протяженности 8 на кривой НГК 5, положительных 10 - на кривой ГК 6, минимальных значений 12 на кривой КС 1, положительные отклонения 14, 16 на кривых ПС 2 и ДС 3 (при необходимости) соответственно свидетельствуют о наличии закрытой трещины 18. Совпадение по длине скважины градиентных отрицательных экстремумов небольшой протяженности 9 на кривой НГК 5, отрицательных экстремумов 11 на кривой ГК 6, отрицательного отклонения 15 на кривой ПС 2 и положительного 17 на кривой ДС 3 свидетельствуют о наличии открытой трещины 19. Закрытые 18 и открытые 19 трещины могут чередоваться в пределах единой зоны трещиноватости.

Актуальность данного способа определяется тем, что фильтрационные свойства пластов-коллекторов и, как следствие, количество добываемой жидкости из конкретной скважины определяются проницаемостью коллектора. В распределении проницаемости карбонатных коллекторов наличие трещин оказывает значительное влияние. Современные и древние зоны трещиноватости являются путями миграции жидкостей, растворяющих карбонатные породы, которые способны к образованию каверн. Это означает, что рядом с трещинами предполагается наличие пород, содержащих каверны, которые способны накапливать углеводороды.

Выделение зон трещиноватости, включающее выделение открытых 19 и закрытых 18 трещин с целью оптимизации разработки залежей, имеющих зоны трещиноватости, может выражаться: в упорядоченном расположении как горизонтальных, так и вертикальных стволов скважин относительно зон трещиноватости, необходимых для дополнительной добычи нефти; в определении подходов и методик для организации системы поддержания пластового давления; в подборе интервалов для проведения геолого-технических мероприятий для интенсификации добычи; в подборе интервалов для изоляции трещин, по которым фильтруется вода.

Пример конкретного выполнения

Бурят скважину. Проводят комплекс геофизических исследований, включающий исследования методами НГК, ГК, КС, ПС, ДС. Кривые КС 1, ПС 2, ДС 3 совмещают в одной группе 4, кривые НГК 5 и ГК 6 в другой группе 7.

Проводят последовательный анализ результатов ГИС. В интервалах ствола скважины 18, 19 отмечаются градиентные отрицательные экстремумы небольшой протяженности 8, 9 на каротажных кривых НГК 5. В интервале ствола скважины 18 показания ГК 6 характеризуются градиентными положительными экстремумами 10, показания кривой КС 1 минимальными значениями 12, кривая ПС 2 характеризуется положительным отклонением 14, кривая ДС 3 отражает увеличенный диаметр ствола скважины 16. В данном интервале 18 стволом скважины пересекаются закрытые трещины.

В интервале ствола скважины 19 показания ГК 6 характеризуются градиентными отрицательными экстремумами 11, показания кривой КС 1 максимальными значениями 13, кривая ПС 2 характеризуется отрицательным отклонением 15, кривая ДС 3 отражает увеличенный диаметр ствола скважины 17. В данном интервале 19 стволом скважины пересекаются открытые трещины.

В зависимости от расположения скважины по отношению к контуру водонефтяного контакта предопределяются следующие действия.

Случай расположения скважины в водонефтяной зоне или на участке с организованной системой поддержания пластового давления закачкой воды. Среднесуточный дебит нефти по скважине составлял 5 т/сут, при обводненности продукции 10%. Через 3 месяца произошло резкое увеличение обводненности добываемой продукции до 70% вследствие прорыва воды по трещинам. Произвели изолирование интервала с наличием открытых трещин 19, что привело к снижению обводненности продукции скважины до 20%.

Случай расположения скважины в зоне с подобным геологическим строением в чисто нефтяной зоне. Дебит скважины составлял 5 т/сут при обводненности продукции 10%. Провели операции, направленные на увеличение раскрытости трещин в интервалах 18, 19 путем применения соответствующих технологий и реагентов. В результате дебит нефти по скважине увеличился и составил 7,5 т/сут, при этом обводненность продукции не изменилась и составила 10%.

В случае использования в комплексе исследований, проводимых данным способом, в том числе с использованием 3D сейсмических исследований, возможно точное определение положения выделенных зон трещиноватости 18 и 19 и реализация бурения новых скважин согласно распространению трещиноватости. Это позволяет снизить количество нерентабельных скважин, увеличить конечную нефтеотдачу пласта. Например: средний дебит нефти скважин по участку месторождения, пробуренных без учета трещин, составил 3 т/сут. При использовании предлагаемого изобретения в комплексе с 3D сейсмическими исследованиями на другом участке с трещиноватыми коллекторами было уточнено геологическое строение, знания о котором были использованы при размещении скважин. В результате средний дебит по участку составил 5 т/сут. Это позволило увеличить темпы отбора и конечный коэффициент извлечения нефти по участку от 0,245 до 0,25 д.ед.

Применение предлагаемого способа определения наличия интервалов трещин и их характеристик в пластах, пересекаемых скважиной, позволяет достоверно определить зоны трещиноватости и наличие в них открытых и закрытых трещин, что дает возможность с учетом этих данных определять предполагаемые интервалы притока нефти, прорыва воды, проводить соответствующие геолого-технические мероприятия по обработке призабойной зоны скважины и, как следствие, повысить темпы отбора, конечный коэффициент извлечения нефти и/или снизить обводненность добываемой продукции.

Способ определения наличия интервалов трещин и их характеристик в пластах, пересекаемых скважиной, включающий исследование пласта с получением зависимостей по нескольким параметрам, комплексный анализ полученных результатов, определение наличия трещин и их характеристик в выбранном интервале, отличающийся тем, что исследование пласта проводят различными геофизическими приборами в открытом стволе скважины с построением кривых нейтронного гамма каротажа - НГК, гамма каротажа - ГК, потенциалов самопроизвольной поляризации - ПС и каротажа сопротивлений - КС, определяют наличие трещин на выбранном интервале скважины по наличию синхронных экстремумов, определяют открытые и закрытые трещины в зонах трещиноватости с использованием ГК, ПС и КС, где синхронные отклонения ГК и ПС в сторону минимальных значений, КС - в любую сторону экстремума - открытые трещины, а синхронные отклонения ГК и ПС в сторону максимальных значений, КС - в сторону минимальных значений - закрытые трещины.



 

Похожие патенты:

Использование: для определения компонентного состава пород хемогенных отложений. Сущность изобретения заключается в том, что выполняют геофизические исследования акустическим, гамма-плотностным, нейтронным и гамма-спектральным методами по стволу скважины в разрезе хемогенных отложений с шагом дискретизации по глубине 0.1 м и на каждой точке глубины путем алгоритмического решения системы уравнений при четырех измеренных геофизических параметрах и известных физических свойствах скелетной части пород определяют количественное содержание преобладающих 5-ти компонент породы, включающей галит, ангидрит, сильвинит, кальцит и глины.

Использование: для оценки перспективности территорий распространения нефтематеринских пород на нефть и газ. Сущность изобретения заключается в том, что выполняют отбор образцов керна из скважин, выделение из образцов проб нерастворимого органического вещества НОВ, исследование образцов методом гамма-каротажа и оптической микроскопии, при этом в отобранных образцах керна определяют гамма-активность урана по керну, затем определяют значения показателя r по соотношению значений гамма-активности по каротажу к гамма-активности урана по керну, по этим значениям устанавливают тип отложений, различающихся по содержанию органического углерода Сорг для доманикоидов, доманикитов и сланцев, отбирают для дальнейших исследований пробы керна из интервалов с наибольшими значениями гамма-активности по каротажу, из отобранных проб выделяют нерастворимое органическое вещество (НОВ), определяют в нем содержание урана, рассчитывают коэффициент корреляции ki между радиоактивностью НОВ и значением гамма-активности каротажа, сравнивают его со значениями k соответствующего типа отложений и определяют перспективную зону генерации углеводородов, затем в отобранных пробах НОВ проводят оценку зрелости органического вещества на уровне градаций катагенеза методом микроскопии и ИК-спектроскопии и по данным зрелости органического вещества выявляют перспективные зоны генерации углеводородов.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для выделения в разрезах скважин продуктивных коллекторов, в частности коллекторов, насыщенных газогидратами.

Настоящее изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения пористости пласта, окружающего скважину. Согласно заявленному предложению буровой раствор проникает в пласт на определенное расстояние, представляющее собой функцию времени.

Изобретение относится к области прикладной ядерной геофизики, группе геофизических методов, предназначенных для оценки технического состояния ствола газовых скважин, и может быть использовано в газодобывающей отрасли при решении вопросов эксплуатации и ремонта газовых скважин месторождений и подземных хранилищ газа (ПХГ).

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано в области геофизики. Техническим результатом является повышение качества и надежности интерпретации данных каротажа.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для диагностики прискважинной зоны пластов. .

Изобретение относится к обнаружению местоположений границ пластов на основании измерений удельного сопротивления на нескольких глубинах размещения инструмента в стволе скважины.

Изобретение относится к средствам для оптимизации газлифтных операций. Техническим результатом является повышение качества оптимизации газлифтных операций.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, а именно к способам мониторинга состояния телемеханизированных добывающих и паронагнетательных скважин, погружного оборудования на месторождении добычи сверхвязкой нефти (СВН).

Изобретение относится к области вычислительной техники, применяемой в нефтяной промышленности, а именно, к информационным системам автоматизации управления нефтедобывающего предприятия.

Изобретение относится к газовой промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим проведение геофизических исследований и работ в действующих газовых скважинах приборами и инструментами на геофизическом кабеле.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к методам гидродинамических исследования пластов (далее - ГДИС) в добывающей скважине в процессе добычи нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи посредством тепловых методов, в частности при организации внутрипластового горения (ВПГ).

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины, повышение качества очистки внутрискважинного оборудования от АСПО, снижение нагрузок на колонну штанг штангового насоса.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи посредством тепловых методов, в частности, при организации внутри пластового горения (ВПГ).

Изобретение относится к геофизической технике и может быть использовано при проведении геофизических исследований в процессе бурения при проводке горизонтальных и наклонно направленных нефтяных и газовых скважин совместно с забойными телеметрическими системами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении геофизических исследований в горизонтальных и наклонно-направленных действующих нефтяных скважинах. Техническим результатом является повышение точности измерений. Способ измерения скорости потока флюида в скважине заключается в импульсном нагреве потока флюида, измерении температуры флюида по меньшей мере двумя датчиками температуры, разнесенными вдоль оси скважины, и сравнении сигналов двух датчиков температуры. Нагрев осуществляют с помощью автономного скважинного термоанемометра. Термоанемометр содержит блок питания, герметичный цилиндрический корпус, в верхней части которого расположен герметичный отсек, содержащий вычислительную систему. В нижней части термоанемометра по оси корпуса расположено сквозное окно овального сечения, образующее цилиндрический канал с расположенными внутри него двумя датчиками температуры, которые находятся у противоположных стенок канала по оси корпуса. В вычислительную систему в процессе измерения производят запись температуры с первого датчика, измеряющего исходную температуру в потоке скважинного флюида, и со второго датчика, измеряющего температуру с нагретого при помощи широтно-импульсной модуляции флюида, который находится в канале термоанемометра выше другого датчика температуры. Скорость движения потока флюида в скважине находят путем определения разности измеренных температур с первого и второго датчиков, на основе которой, с учетом исходной температуры потока скважинного флюида, производят расчет по математическому выражению, с учётом коэффициентов, рассчитанных при проведении калибровки прибора в рабочем диапазоне температур. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области геофизики, к интерпретации материалов геофизических исследований скважин на стадиях разведки и разработки месторождений углеводородов и предназначено для обнаружения трещин. Техническим результатом является достоверное определение зоны трещиноватости и наличие открытых и закрытых трещин для выявления с учётом этих данных интервалов притока нефти, прорыва воды. Проводят исследование пласта различными геофизическими приборами с построением кривых нейтронного гамма каротажа, гамма каротажа, кривых кажущегося сопротивления, потенциала самопроизвольной поляризации. Определяют наличие трещин по наличию синхронных экстремумов, где синхронные отклонения ГК и ПС в сторону минимальных значений, КС - в любую сторону экстремума - открытые трещины. Синхронные отклонения ГК и ПС в сторону максимальных значений, КС - в сторону минимальных значений - закрытые трещины. 1 ил.

Наверх